Categoría: Industria

Enel Colombia inició 2026 consolidando hitos que aportan a la transición energética y fortalecen la infraestructura eléctrica del país.

Durante el primer trimestre del año, la compañía puso en operación uno de los parques solares más grandes de Colombia y avanzó significativamente en la puesta en marcha de un nuevo proyecto de generación renovable.

Además, adelantó modernizaciones y trabajos de fortalecimiento de la red en más de 15 municipios de Cundinamarca, con el objetivo de robustecer la infraestructura, mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y asegurar la confiabilidad del servicio.

Estos avances operativos estuvieron acompañados por inversiones de 346.187 millones de pesos, dirigidas a mejorar la confiabilidad del sistema, fortalecer la resiliencia de la infraestructura eléctrica y asegurar un suministro cada vez más eficiente y sostenible para los clientes, especialmente ante escenarios de variabilidad climática, como la actual ola invernal y eventuales periodos de sequía.

En un entorno de mercado caracterizado por una alta hidrología, Enel Colombia alcanzó un margen de contribución de 2,26 billones de pesos, manteniéndose estable frente al mismo período de 2025.

Al cierre del trimestre la compañía registró un EBITDA consolidado de 1,91 billones de pesos y una utilidad neta de 863.447 millones, en un contexto de menores precios de energía y mayores presiones tributarias frente al año anterior.

Generación: energía solar a gran escala

En el negocio de generación, Enel Colombia siguió fortaleciendo su apuesta por una matriz energética más limpia, diversificada y de gran escala. Durante el primer trimestre del año entró en operación comercial de Guayepo III, ubicado en el municipio de Ponedera, con una capacidad de 180 MWac (267 MWp) y 457.764 paneles solares, capaz de generar alrededor de 531 GWh al año, energía suficiente para atender las necesidades de cerca de 873.000 personas.

A este hito se sumó el avance del Parque Solar Atlántico, ubicado en los municipios de Sabanalarga y Usiacurí, que inició la producción de energía, en una fase previa a la entrada en operación comercial, tras inyectar su primer kilovatio hora al Sistema Interconectado Nacional.

Este proyecto cuenta con una capacidad de 180 MWac (256 MWp), incorpora 403.920 paneles solares y generará cerca de 525 GWh al año, equivalentes al consumo de más de 737.000 personas. Además, ha generado más de 1.300 empleos, en su mayoría locales.

En conjunto, estos desarrollos, acompañados de iniciativas de manejo y protección ambiental, consolidan al departamento del Atlántico como uno de los principales clústeres solares del país.

Sumados a Guayepo I y II, los proyectos de Enel Colombia en la región alcanzan una capacidad instalada cercana a 730 MWac (985 MWp), reforzando el posicionamiento de la compañía en generación solar y su contribución a la diversificación de la matriz energética nacional.

Gracias a estos hitos, al 31 de marzo de 2026, la compañía se consolidó como el segundo mayor generador de energía del país por capacidad instalada neta, con una participación del 19,6 % en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), equivalente a 4.189 MW, respaldados por un portafolio diversificado de generación hidráulica, térmica y solar.

Distribución: una red más robusta y resiliente

Durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en el fortalecimiento y modernización de la red de distribución en la región Bogotá–Cundinamarca, con acciones orientadas a mejorar la confiabilidad, flexibilidad y resiliencia del servicio.

Enel Colombia intensificó las acciones de mantenimiento preventivo sobre la red para reducir riesgos operativos y proteger la continuidad del servicio en medio de la temporada de lluvias.

La compañía realizó la gestión forestal de más de 100.000 árboles durante el primer trimestre de 2026, con una inversión estimada de 18.000 millones de pesos, en una estrategia orientada a fortalecer la resiliencia de la infraestructura frente a eventos climáticos.

Adicionalmente, durante el primer trimestre de 2026, Enel Colombia avanzó en la ejecución del plan Enel Corazón con más de 30 intervenciones en más de 15 municipios de Cundinamarca, donde un amplio grupo de trabajadores, entre personal operativo, técnico y forestal desplegó labores de mantenimiento, modernización de redes y poda preventiva, fortaleciendo la infraestructura eléctrica y contribuyendo a mejorar la continuidad y confiabilidad del servicio para miles de usuarios del departamento.

De otro lado, la tarifa de energía percibida por los usuarios regulados correspondiente a marzo de 2026 evidencia una reducción de 33,8 $/kWh (-3,9%), con respecto al mismo mes del año anterior. Esta variación se explica principalmente por la caída en la componente de generación de 44,3 $/kWh (-13,1%), resultado del efecto combinado de menor precio en bolsa por mayor nivel de aportes hídricos y la actualización de precios de los contratos de compra de energía.

Finalmente, en el municipio de El Calvario, Meta, la compañía entregó infraestructura eléctrica que permitió llevar el servicio a 26 familias rurales que no contaban con acceso a energía, complementando este avance con iniciativas de acompañamiento social para promover un acceso efectivo y seguro.

La operación refuerza el posicionamiento de Cox como utility integrada, con mayor escala, visibilidad de resultados y capacidad de generación de caja.

Cox, utility global integrada de agua y energía, completó la adquisición de Iberdrola México, culminando una operación estratégica y transformacional que supone un hito en la evolución del Grupo, además de acelerar su crecimiento en un mercado clave.

La transacción se ejecutó en línea con lo anunciado al mercado en julio de 2025, reflejando la capacidad de Cox para abordar operaciones de esta escala.

Con esta adquisición, valorada en 4.000 millones de dólares, Cox incorpora una plataforma de activos de alta calidad, con un sólido historial operativo, una base de clientes de primer nivel y una elevada estabilidad de ingresos, ya que una gran parte de la actividad estará respaldada por ingresos recurrentes. Se trata de negocios consolidados y con capacidad de generación de caja elevada.

La operación refuerza la presencia de Cox en México, un mercado prioritario para la compañía, en el que lleva más de diez años operando, y consolida su modelo de integración vertical combinando generación, comercialización y capacidades industriales bajo una misma plataforma.

La operación es consistente con la estrategia anunciada por el Grupo de focalizar su crecimiento en un número limitado de regiones prioritarias, reforzando muy especialmente su presencia en América, donde México constituye uno de los ejes centrales del plan 2026‑2028.

Perímetro de la transacción

En términos de negocio el perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de más de 2.600 MW, una cartera de proyectos de generación de 12.000 MW y la mayor suministradora privada de México, que cuenta con más del 25% de cuota de mercado, 20 TWh de comercialización y más de 500 grandes clientes con la máxima calificación crediticia. Está posición sitúa a Cox como líder destacado de suministro de energía en México.

Enrique Riquelme, presidente Ejecutivo de Cox: “El cierre de esta operación marca un paso decisivo en la evolución de Cox. Incorporamos una plataforma de gran calidad en un mercado que conocemos bien, y lo hacemos manteniendo el foco en la disciplina, la integración y la creación de valor a largo plazo. Esta adquisición refuerza nuestro perfil como utility integrada y nos sitúa en una posición de mayor escala y solidez para afrontar la siguiente etapa de crecimiento del Grupo”.

Así mismo, para el presidente del grupo: “Esta operación se enmarca en la visión de la presidenta Claudia Sheinbaum y de su Gobierno de convertir la energía y el agua en políticas de Estado al servicio de un desarrollo inclusivo y sostenible para todos los mexicanos. Con una plataforma integrada que combina generación eléctrica eficiente y soluciones avanzadas de gestión del agua, Cox se alinea plenamente con las prioridades del Gobierno mexicano, orientadas a reforzar la seguridad energética, la soberanía hídrica y la inversión de largo plazo en infraestructura estratégica bajo un marco regulatorio claro y justo, con planificación nacional y capaz de atraer inversión internacional.”

La adquisición consolida a Latinoamérica como el principal foco geográfico del grupo y posiciona a México como un hub estratégico para su crecimiento y expansión en la región, apoyado en una demanda energética sostenida, una sólida estabilidad macroeconómica y un elevado potencial para el desarrollo de infraestructuras.

México refuerza así su peso dentro del perímetro de Cox, tanto por la relevancia de los activos incorporados como por la complementariedad estratégica con la actividad que el Grupo ya desarrolla en el país.

La compañía mantendrá al equipo directivo de Iberdrola México e integrará la totalidad de su plantilla, compuesta por más de 800 profesionales.

En el marco de esta operación, Cox contó con el respaldo de inversores internacionales como Allianz Global Investors, Grammrcy y GMO; asesorado y financiado por Citi, Barclays, BBVA, CIFI, Deutsche Bank, Goldman Sachs, Scotiabank, Santander y Milbank; así como apoyado legalmente por DLA Piper, Juan Aznar de la Haza, Paul Weiss, PwC y Chevez.

Sobre Cox

Cox es una utility global integrada de agua y energía, con sede en España, que desarrolla soluciones sostenibles en mercados de alto crecimiento. Su modelo combina activos concesionales de largo plazo con capacidades industriales propias, posicionándola como una plataforma única capaz de desarrollar, construir y operar infraestructuras críticas.

La compañía, líder en el sector de agua y actor relevante en la generación y transmisión de energía renovable, tiene presencia en América, Europa, Oriente Medio y África.

Cuatro décadas después del peor accidente nuclear de la historia, Chernobyl es más que un símbolo de desastre: es un territorio donde convergen memoria, innovación energética, tensiones geopolíticas y una lección global sobre seguridad nuclear que aún está en construcción.

El 26 de abril de 1986, una prueba mal ejecutada en el reactor número 4 de la central de Chernobyl (Ucrania) desató una cadena de fallas técnicas y humanas que terminaría en una explosión e incendio de la planta de generación, liberando grandes cantidades de radiación a la atmósfera.

Más allá del accidente en sí, lo que convirtió a Chernobyl en un punto de inflexión histórico fue la suma de factores: un diseño inestable del reactor, errores operativos y una cultura institucional marcada por el secretismo. Ese cóctel reveló una verdad incómoda: el problema no era solo tecnológico, sino sistémico.

Chernobyl redefinió por completo la forma en que el mundo entiende la energía nuclear. Antes de 1986, la seguridad se concebía principalmente como una cuestión técnica. Después, pasó a ser un sistema integral que incluye diseño, protocolos, supervisión y cooperación internacional.

El cambio fue profundo. Surgieron mecanismos globales de notificación de accidentes, se fortalecieron organismos internacionales y se consolidó el concepto de “defensa en profundidad”: múltiples barreras físicas y organizativas para evitar fallos catastróficos.

En otras palabras, la seguridad dejó de ser una característica del reactor para convertirse en una cultura.

Una zona congelada… que en realidad evoluciona

Cuatro décadas después, la Zona de Exclusión ya no es un espacio estático. Es un territorio en disputa entre la memoria del desastre, la recuperación ambiental y las tensiones geopolíticas actuales.

Tras la invasión rusa de Ucrania en 2022, el área ha sido militarizada y sigue presentando riesgos por minas y daños a infraestructuras críticas. Incluso el Nuevo Confinamiento Seguro —la gigantesca estructura diseñada para aislar el reactor— ha sufrido impactos que comprometen su eficacia a largo plazo.

Lejos de ser un museo, Chernobyl es hoy un espacio frágil, donde el pasado nuclear y los conflictos contemporáneos se entrelazan.

El paisaje de Chernobyl es también un archivo físico del colapso soviético. Estructuras como el radar Duga-1 —conocido como el “bosque de hierro”— o la ciudad fantasma de Prípiat evocan un tiempo detenido, donde la modernidad industrial quedó suspendida en cuestión de horas.

Ese entorno no solo conserva ruinas: conserva narrativas. Representa el fracaso de una promesa tecnológica que aspiraba a dominar la energía, pero subestimó sus propios riesgos.

La paradoja ecológica: cuando la ausencia humana regenera la vida

Uno de los aspectos más sorprendentes de Chernobyl es su transformación en un refugio de biodiversidad. En ausencia de actividad humana, especies como lobos, bisontes, linces y caballos de Przewalski han prosperado en la zona.

Investigaciones científicas sugieren que, pese a la radiación, los ecosistemas han encontrado formas de adaptarse, e incluso prosperar en algunos casos. Una conclusión puede ser que el impacto humano sobre la naturaleza es, a largo plazo, más destructivo que ciertos niveles de contaminación nuclear. En ese sentido, Chernobyl funciona como un experimento involuntario sobre los límites de la resiliencia ecológica.

De símbolo del desastre a laboratorio energético

Paradójicamente, el lugar que encarnó el peor accidente nuclear del mundo comienza a convertirse en un espacio para la transición energética.

En los últimos años se han instalado plantas solares dentro de la Zona de Exclusión, financiadas en parte por iniciativas internacionales. Una de ellas, con tecnología española, opera a escasos metros del reactor accidentado. Es la evidencia que donde antes hubo contaminación radiactiva, hoy se produce energía limpia.

Sin embargo, esta transformación no está exenta de tensiones. La coexistencia entre infraestructura nuclear dañada, riesgos militares y proyectos renovables plantea preguntas sobre la viabilidad y el sentido de reconvertir territorios marcados por la catástrofe.

Pero Chernobyl no es solo pasado. Es un recordatorio activo de que la seguridad energética nunca es sufuciente.

A pesar de los avances tecnológicos y regulatorios, incidentes recientes —como los daños al sarcófago protector— demuestran que incluso las soluciones más sofisticadas pueden verse comprometidas por factores externos, como los conflictos armados.

Esto introduce una nueva variable en el debate energético global: la vulnerabilidad de las infraestructuras críticas en contextos geopolíticos inestables.

Cuarenta años después, Chernobyl sigue siendo una advertencia, pero también un espejo. Advierte sobre los riesgos de la complacencia tecnológica y la opacidad institucional. Y al mismo tiempo, refleja la capacidad humana de adaptación, innovación y aprendizaje.

Hoy, entre ruinas oxidadas, fauna salvaje y paneles solares, Chernobyl encarna una contradicción: es simultáneamente el símbolo del fracaso energético del siglo XX y un esperanzador laboratorio del XXI.

De acuerdo con la entidad de vigilancia, la empresa incumplió las reglas del Mercado de Energía Mayorista al presentar ofertas de precios elevadas, forzando la entrada de plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda.

Tras un proceso administrativo de investigación, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) sancionó a la empresa de energía Enel Colombia por $2.847 millones por irregularidades detectadas en las ofertas de precio de bolsa, afectando el costo del servicio para el usuario final.

De acuerdo con la Superservicios, durante el proceso de control se puedo evidenciar que la conducta de Enel Colombia tuvo tres efectos concretos sobre el sistema:

1. Betania, el embalse operado por Enel, quedó fuera del despacho económico, aunque estaba lleno y tenía capacidad para generar.
2. Entraron plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda que Betania podría haber atendido.
3. Como consecuencia, el precio de bolsa de energía subió artificialmente. Las simulaciones realizadas por XM, el operador del sistema a solicitud de la Superservicios, confirmaron que, si la Central Hidroeléctrica Betania hubiera ofertado a un precio acorde con sus condiciones reales de operación, el precio de bolsa habría sido inferior en todos los períodos analizados.

De acuerdo con la investigación, la Superintendecia determinó que la Central Hidroeléctrica Betania incurrió en conductas que distorsionaron el Mercado de Energía Mayorista (MEM) en tres aspectos:

Desconexión de la realidad operativa: Se evidenció que la empresa presentó ofertas de precios elevadas que no guardaban relación con los costos variables (costo de oportunidad) de dicho recurso hídrico. Para el periodo evaluado, la planta operaba con niveles de embalse cercanos a su cota máxima y se encontraba realizando vertimientos, condición que, bajo los principios de eficiencia económica, debió traducirse en precios de oferta significativamente inferiores a los registrados para priorizar el despacho de energía más económica, en lugar de los precios ofertados, equiparables a los de las plantas térmicas en ese momento.

Alteración del orden de mérito: Al ofertar precios que no reflejaban sus costos variables, la planta Betania fue desplazada del despacho nacional por unidades de generación de mayor costo. Esta conducta impidió que el mercado operara bajo el principio de «menor costo de prestación del servicio», forzando la entrada de plantas térmicas más costosas para cubrir la demanda.

Distorsión del precio de bolsa: La investigación técnica confirmó que este comportamiento generó una señal de precio artificial en el Mercado de Energía Mayorista. A través de simulaciones, la Superservicios comprobó que el precio de bolsa real fue superior al precio que se habría formado en un escenario de competencia eficiente, impactando los costos sistémicos de la energía.

“Esta actuación administrativa no busca limitar la autonomía empresarial, sino garantizar que los precios reflejen las condiciones reales de escasez o abundancia de los recursos”, expresó el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón.

Además, hizo un llamado a todos los agentes generadores para que fortalezcan sus protocolos de cumplimiento regulatorio y adopten prácticas de oferta basadas en criterios técnicos verificables. Los generadores deben estructurar sus ofertas con base en los costos reales de operación, especialmente el valor del agua cuando el embalse está lleno. Usar precios que no reflejan esa realidad, distorsiona el mercado y eleva los costos del servicio.

“Los usuarios siempre están en el centro de nuestra gestión, tal y como lo ha solicitado el presidente de la República, Gustavo Petro. Estamos fortaleciendo nuestras funciones de inspección, vigilancia y control a las empresas prestadoras para garantizar que no se generen costos ineficientes a los usuarios”, concluyó Durán.

Respuesta de Enel

Frente a la sanción impuesta por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Enel emitió un comunicado, en el que expresa:

“Esta decisión de la Superservicios se da en el marco de una investigación relacionada con la oferta de energía en bolsa presentada por la Central Hidroeléctrica Betania entre el 17 y el 22 de octubre de 2022 y no tiene ninguna relación con la tarifa reflejada en la factura del mes de marzo de 2026.

“La Compañía atendió de manera oportuna todos los requerimientos de la autoridad y reafirma que en sus decisiones de operación aplica la regulación vigente y cumple con las reglas establecidas para la actividad de generación, buscando siempre una operación confiable, económica y segura.

“Enel reitera que es respetuosa de las decisiones de las autoridades y que, como siempre lo hace, continuará actuando con transparencia, en el marco de la normativa vigente.”

En su Comentario Económico de abril, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (ANIF) analiza la coyuntura energética que atraviesa Colombia.

Por: ANIF

Colombia enfrenta un deterioro creciente de su seguridad energética, donde la menor disponibilidad de gas natural comienza a comprometer la confiabilidad del sistema eléctrico y la capacidad de respuesta ante choques climáticos.

El riesgo de desabastecimiento energético en el corto y mediano plazo se ha convertido en una posibilidad concreta en el país, impulsada por una combinación de factores internacionales y estructurales internos. Entre ellos se destacan las tensiones geopolíticas globales, las presiones inflacionarias, la disminución sostenida de las reservas nacionales de gas natural, el aumento de la dependencia de importaciones y la intensificación prevista del Fenómeno de El Niño en el país.

En el contexto internacional, el conflicto entre Estados Unidos e Irán ha reavivado el riesgo de un nuevo choque energético global con implicaciones sensibles para el mercado de gas natural.

Las eventuales disrupciones en el Estrecho de Ormuz —corredor estratégico por donde transita cerca del 20% del gas natural comercializado a nivel mundial— han generado choques que tienden a traducirse en mayores precios y volatilidad en el gas natural licuado (GNL).

Aunque Colombia no depende físicamente de este corredor, sí se ve afectada de manera indirecta a través del encarecimiento del GNL en los mercados internacionales, aumentando el costo de las importaciones. Esto resulta relevante si se tiene en cuenta que la participación de las importaciones de gas en el país pasó de menos del 3 % entre 2016 y 2023 a más del 23% en el primer trimestre de 2026.

Colombia se ha consolidado históricamente como un país con estabilidad en su abastecimiento energético, sin embargo, los indicadores recientes muestran un deterioro acelerado del balance entre oferta y demanda. Un estudio del Centro Regional de Estudios de Energía (CREE) advierte que el abastecimiento de gas natural entrará en una fase crítica a partir de 2026. Las probabilidades de déficit alcanzarían el 39% en 2026 y el 58% en 2027. Esta tendencia ya encuentra respaldo en los datos recientes: la producción nacional de gas cayó 17,1% en 2025, y en febrero de 2026 se registró uno de los niveles más bajos desde 2009.

Esta situación tiene implicaciones directas en un contexto en el que el sistema eléctrico en Colombia depende en gran medida de la generación hidroeléctrica. No obstante, cuando hay sequías, esa fuente pierde capacidad y el sistema recurre a las plantas térmicas, cuyo principal combustible es el gas natural. Así, la menor disponibilidad de este insumo, sumada a la necesidad de importar GNL en condiciones de alta volatilidad, incrementa los costos de generación y re- duce el margen de maniobra del sistema.

De acuerdo con cifras de XM, el país presentaría un déficit cercano al –2,3% en la energía que puede asegurar, reflejando una menor capacidad de respuesta ante escenarios críticos de demanda (ver gráfico). Este deterioro se ve agravado por el retraso en la entrada de nuevos proyectos de generación. En particular, frente a la energía esperada, solo se incorporó el 28% en 2022, mientras que, en 2026, en lo corrido del año apenas ha ingresado el 0,6% de la capacidad proyectada.

Ante el creciente riesgo de desabastecimiento en el corto plazo, se requieren medidas inmediatas como preservar los niveles de los embalses, garantizar la operación de las plantas térmicas, asegurar el suministro de gas y acelerar nuevos proyectos de generación.

De no adoptarse medidas oportunas, el país podría enfrentar un deterioro significativo del sistema energético, con efectos negativos en la economía y el bienestar de los hogares.

El sistema solar fotovoltaico, con una capacidad instalada de 5,4 MWp —equivalente al consumo anual de energía de más de 4.000 hogares— se posiciona entre los desarrollos de autogeneración industrial más grandes de Colombia.

La industria ladrillera es una de las más intensiva en energía, pues esta representa cerca del 25 por ciento de los costos de producción. Por eso, la diversificación de fuentes representa una actividad estratégica.

En el caso de Ladrillera Santafé, la matriz energética está conformada en un 30% por gas natural, 30% por carbón y 40% por electricidad.

Con una inversión de $13.800 millones de pesos, Colgas y Ladrillera Santafé pusieron en operación uno de los parques solares más grandes de Cundinamarca, en la planta de Soacha.

Este desarrollo se posiciona como referente de autogeneración en la industria colombiana al reducir significativamente las emisiones de CO2, equivalentes a 1.330 toneladas anuales, con lo cual aporta a la transición energética, disminuye costos energéticos y aporta a la competitividad de la ladrillera más grande de América Latina, con una tradición de 70 años.

“Con este desarrollo, Colgas reafirma su liderazgo en soluciones energéticas renovables, consolidándose como un actor fundamental en la transformación del sector industrial colombiano hacia energías más eficientes y de menor impacto ambiental. El proyecto representa un hito trascendental que refleja nuestra capacidad técnica, nuestro compromiso con la innovación y nuestra visión para impulsar desarrollos solares de gran escala que aporten al progreso del país”, explicó Didier Builes, presidente de Colgas.

Hay que señalar que Colgas es el mayor distribuidor de GLP en Colombia, y con su división Energía incursiona desde hace varios años en la implementación de energías alternativas.

El parque solar de Soacha cuenta con una capacidad instalada de 5,4 MWp, equivalente al consumo anual de más de 4.000 hogares. Su generación promedio permite evitar la emisión de 1.330 toneladas de CO₂ cada año, impacto comparable a la siembra de más de 60.000 árboles o al retiro de circulación de aproximadamente 290 vehículos.

“Para Santa Fe este parque solar es un paso más que nos confirma como la ladrillera más sostenible de Colombia y un referente en América Latina. Utilizar fuentes no convencionales de energía renovable nos ayuda a operar reduciendo nuestra huella de carbono. La experiencia de Colgas en el desarrollo de proyectos energéticos y su profesionalismo fueron decisivos para tener éxito en el objetivo que buscabamos”, explicó Juan Fermín Restrepo, gerente General de Ladrillera Santafé.

Si bien el parque solar remplaza un 25% del consumo de energía de la ladrillera, la escasez de gas natural la ha impactado significativamente, pues han tenido que remplazar esta fuente por carbón, dando un paso atrás en la transición energética.

“Estamos retrocediendo en un cambio tecnológico que habíamos hecho. Nosotros habíamos incrementado sustancialmente el consumo de gas natural y la respuesta ha sido retroceder, incrementar el consumo de carbón, aunque aprovechamos los sistemas de mitigación: filtros de mangas y depuradores de gases para garantizar una emisión limpia. Pero trabajamos en un proyecto adicional donde la energía eléctrica juga un papel fundamental para continuar mitigando ese consumo de carbón”, concluyó Restrepo.

Con la notable ausencia de Iván Cepeda y Abelardo de La Espriella, se realizó el primer debate de los candidatos a la presidencia, denominado ‘Colombia decide su energía’, realizado por Caracol Noticias en el marco del Congreso de Naturgas.

A pocos meses de dejar el mandato Gustavo Petro, el sector energético está en estado crítico. Proyectos de exploración paralizados por razones ideológicas, empresas ahogadas por una exagerada carga tributaria, pérdida de autosuficiencia en gas natural y un sistema eléctrico al borde de una crisis ante un eventual fenómeno de El Niño, que devolvería al país a la oscuridad del apagón de hace treinta y cuatro años.

Todos esos factores han creado una tormenta perfecta, por lo que el sector energético es uno de los temas prioritarios que deberá abordar el próximo gobierno. De ahí que este primer debate se haya centrado en la energía.

Para destacar la importancia del gas natural gas natural, 36 millones de colombianos cocinan con este energético, la mayoría, el 85%, de los estratos 1, 2 y 3. Además, unos 645 mil vehículos han sido convertido a GNV, amén de las miles de industrias y comercios que lo utilizan en sus actividades productivas.

No obstante, desde diciembre de 2024 el país perdió la autosuficiencia y enfrenta un creciente déficit, que deberá ser atendido por nuevos proyectos de importación de gas natural licuado (GNL), con la consecuente alza en las tarifas.

Por el lado de la energía eléctrica el panorama no es menos alentador. Deudas con las empresas generadoras y distribuidoras que ya superan los nueve billones de pesos, parece ser la misma receta que el gobierno le aplicó al sector salud: asfixiarlo económicamente para provocar una quiebra en serie del sistema.

En ese entorno, veamos las primeras opiniones de los candidatos frente al sector energético:

PALOMA VALENCIA

Yo creo que lo primero que tenemos que entender es que esta transición energética que nos propusieron es una ridiculez. ¿Quién dejó de cocinar con gas en Colombia? ¿Quién dejó de usar vehículos de diésel o de gasolina? Todo lo contrario, terminamos usando lo mismo, solo que importado.

¿Y cuál es la consecuencia? Menos empleo para los colombianos y ausencia de regalías para el país. Aquí lo que tenemos que entender es que la gran batalla por la transición energética no es la salida de los combustibles fósiles, es detener la deforestación en el Amazonas. Por eso tenemos que sacar nuestro gas, tenemos que hacer fracking.

Y necesitamos una modificación de las licencias ambientales, no para que sean flojas, sino para que sean rápidas, ordenando el territorio y una modificación de las consultas previas para que las comunidades reciban beneficios, pero que no detengan los proyectos.

En cuanto al tema de las tarifas de energía, especialmente en la costa Caribe, lo primero es que vamos a enfrentar el tema de las tarifas de energía de la costa de frente, para resolverlo. Eso va a necesitar, seguramente, una tarifa diferenciada para la costa Caribe.

Se va a necesitar un cambio de electrodomésticos que permitan ahorros en consumo. Necesitamos, además, que esas pérdidas que hoy se están haciendo y que encarecen las facturas, tengan estímulos para que las empresas las empiecen a corregir. Seguramente se va a necesitar una gran inversión del gobierno nacional, pero las pérdidas no pueden estar apalancando el 30% de la factura que se está pagando, esa energía que se perdió.

Pero lo más importante es una solución estructural a largo plazo. La costa Caribe necesita una nueva línea de transmisión que le permita traer energías más baratas que las térmicas y que podamos, incluso, si construimos más hidroeléctricas, como lo necesita el país, traer energías hídricas.

Estoy totalmente de acuerdo con los subsidios de energía, pero mucho más allá de eso, tenemos que hacer una sustitución de los electrodomésticos y tenemos que lograr que la costa Caribe pueda tener suficiencia de la energía más barata.

Hay un problema en Colombia, es que como hay poquita energía, se ha ido volviendo cara. Hay que tener mucha energía de diferentes fuentes para que vuelva a estar barata.

SERGIO FAJARDO.

Llegando a la presidencia, lo primero que tenemos que atender es una emergencia, porque sabemos que viene el fenómeno de El Niño, y este gobierno no va a hacer nada de acá hasta ese momento.

Viene un apagón con una probabilidad muy alta. Esa película ya la hemos visto. Entonces, ya tiene que estar preparándose el país para ese apagón. Yo estaría como presidente en este momento, verificando y trabajando con todas las hidroeléctricas del país, todas las térmicas, averiguando todas las condiciones para que el gas pueda llegar de manera que las térmicas puedan funcionar, tener disposición del carbón.

Eso se llama planear. Por eso es que gobernar es muy difícil. Ser capaz de armar los equipos, anticipar los problemas, dar soluciones para llegar a resolverlo.

Tenemos que prepararnos para importar gas, tener las plantas regasificadoras listas, porque las vamos a necesitar para poder generar energía térmica, y eso va a significar unas tarifas que probablemente pueden ser más altas por la irresponsabilidad de no haber atendido los que nosotros sabemos desde hace tiempo.

Lo paradójico es que enfrente de La Guajira y del departamento de Magdalena tenemos la gran riqueza, los pozos Sirius, donde tenemos gas suficiente para cubrir nuestra demanda por más de diez años.

Entonces vamos a avanzar en la exploración, pero lo primero que tenemos que hacer es atender el fenómeno de El Niño, que la Unidad Nacional de Gestión del Riesgo y este gobierno no se ha preparado, y significa importar gas, tener regasificadoras y atender el problema.

En cuanto a los subsidios, hay una cantidad que no está llegando a quienes tiene que llegar. Tenemos que garantizar un mínimo vital de energía para las personas más pobres de este país. Y eso lo podemos hacer redefiniendo la combinación de Estrato y el Sisben 4.

ROY BARRERAS

Yo tengo que decir que la transición energética no es una ridiculez, es una realidad, es una necesidad global. Lo escribí hace tres años y medio en una columna del diario El Tiempo: sin petróleo no hay paraíso, dije entonces. Y sin gas no hay transición ni tampoco hay fertilizantes ni hay urea.

Sin gas tampoco hay esa transición necesaria. Si no sacamos el petróleo, si no sacamos el gas, para financiar las energías limpias, que además solo pueden ser la mitad de la matriz energética, necesitamos 900 megavatios más en los próximos años, y la mitad tiene que ser energía firme. Eso significa que, si no sacamos el petróleo, si no sacamos el gas, nos quedamos sin petróleo y sin energías limpias.

La transición es programarla en el tiempo. Cuando se hace abruptamente caemos en el absurdo de pagar hoy el triple del precio del gas importado cuando tenemos recursos suficientes.

Está claro que se necesitan fuentes de energía urgentes. Colombia tiene hoy una sola regasificadora operativa en Cartagena y tiene solamente tres días de reserva, pero hay proyectos en La Guajira, la Regasificadora del Pacífico, hay que garantizar el transporte también de ese gas.

El gas es hoy un elemento fundamental para evitar ese apagón y claro, hay que transformar el sistema eléctrico, hay que pagar las deudas con el sistema, hay que garantizar un mínimo vital eléctrico y hay que garantizar que llegue la energía al sitio correcto y eso se llama proyectos estratégicos nacionales, zonas de inversión estratégica, decisiones económicas que implican que el nuevo gobierno pueda tomar decisiones de unidad nacional que no van a ser fáciles, por ejemplo, aumentar en 3 pesos por kilovatio una tarifa solidaria nacional por 36 meses, que significan 5,1 billones de ingresos.

La gente se imagina cómo sería su vida sin electricidad. Hay que hacer los esfuerzos para que eso no ocurra y puede evitarse.

CLAUDIA LÓPEZ

El desafío, en mi opinión, es tener energía barata, sin apagón y tan limpia como se pueda. Eso es lo que le conviene al bolsillo de las familias, de los hogares y de las empresas de Colombia.

Sin duda, todos vemos el problema del cambio climático, del calentamiento de la tierra, del exceso de lluvia o de sequía, y nos preocupa y nos lo tenemos que tomar en serio. Pero Colombia no es el principal causante de ese problema.

El problema de Colombia no es que contamina, el problema es que todavía es pobre, es que no tiene suficientes empleos bien pagos para sus jóvenes, es que sus empresas viven en el rebusque y la informalidad. Y para salir de eso necesitamos educación de calidad y energía muy barata.

Pero este gobierno decidió parar la exploración de petróleo y gas de un sopetón y nos puso a importar gas. Un gas que hubiéramos podido producir aquí generando empleo, nos puso a importar gas tres o cuatro veces más caro.

Hay que cambiar esa política, volver a explorar, volver a explotar, tener un sistema energético que no dependa solo del agua. Tenemos que equilibrar con todas las fuentes de energía nuestro sistema eléctrico.

Todos los jóvenes quieren tener un buen teléfono, con un internet rapidísimo, usar chat GPT, inteligencia artificial, y se lo merecen y lo necesitan para el siglo XXI, pero eso necesita energía barata.

Así que lo que tenemos que hacer es usar todos los recursos disponibles que tenemos en Colombia: gas, petróleo, sol, viento, todas las formas de energía, explotarlas con licencia ambiental, con participación de las comunidades, tener energía barata y tan limpia como se pueda.

Sobre los subsidios, claro que hay que tenerlos, si no la gente se revienta en el bolsillo, pero entre más alta la tarifa, pues más subsidios tenemos que pagar. Entonces, paga más el usuario y paga más el Estado.

Lo que necesitamos es tener tarifas baratas, y para eso aquí hay gas, sol, petróleo, viento. El Caribe tiene que usar esas cuatro formas de generación, que se exploten todas, que se exploren todas, que se den reglas claras de juego.

La producción de petróleo de Repsol en Venezuela asciende actualmente a unos 45.000 barriles al día, principalmente en Petroquiriquire.

Repsol firmó un acuerdo con el Ministerio de Hidrocarburos de Venezuela y con la compañía estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA), sujeto al cumplimiento de determinadas condiciones, que le permitirá retomar el control de las operaciones e incrementar la producción de petróleo en Petroquiriquire (60% PDVSA y 40% Repsol), garantizar los mecanismos de pago, y fortalecer el marco operativo de sus actividades en el país, bajo el Acuerdo Marco originalmente firmado en 2023.

«Este acuerdo subraya el compromiso de Repsol con Venezuela, donde hemos operado ininterrumpidamente desde 1993. Contamos con los activos y las capacidades técnicas, operativas y humanas sobre el terreno para aumentar nuestra producción en el país», dijo el director General de Exploración y Producción de Repsol, Francisco Gea.

Según informó la energética española en un comunicado, el Acuerdo Marco de 2023 estableció las condiciones necesarias para avanzar en el cumplimiento de las metas de producción establecidas por los socios, sujeto a la programación de cargamentos de crudos pesados por parte de PDVSA equivalentes a la producción de Petroquiriquire.

El proyecto se desarrollará bajo el liderazgo compartido de Repsol y PDVSA «y conforme a los más altos estándares técnicos, operativos y de gobernanza», subrayó la compañía.

En el acuerdo marco, originalmente firmado en 2023 y posteriormente enmendado en 2024, se prevé el mecanismo para la ampliación de la duración de las concesiones del yacimiento de Petroquiriquire y se incorporaron los campos Tomoporo y La Ceiba.

La producción de petróleo de Repsol en Venezuela asciende actualmente a unos 45.000 barriles brutos al día, principalmente en Petroquiriquire.

El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, avanzó que la compañía está preparada para aumentar en un 50% la producción bruta de petróleo en un plazo de 12 meses y triplicarla en los próximos tres años si se siguen dando las circunstancias necesarias y utilizando los ingresos que se obtengan en el país.

Eni, Repsol y PDVSA

El mes pasado, Repsol y la compañía italiana Eni firmaron otro acuerdo estratégico con las autoridades venezolanas y PDVSA para garantizar la sostenibilidad de la producción de gas natural durante 2026 en el activo Cardón IV (participada al 50% por las dos compañías) y reforzar la estabilidad a largo plazo de las operaciones.

La firma de estos acuerdos se produce después de la emisión de una Licencia General por parte de la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Departamento del Tesoro de Estados Unidos (OFAC, por sus siglas en inglés), que autoriza a Repsol y a sus subsidiarias a participar en transacciones vinculadas a las operaciones de crudo y gas en Venezuela con el gobierno venezolano, PDVSA y sus entidades afiliadas.

Esta licencia general, dice la compañía, «representa un hito regulatorio que reconoce la trayectoria de Repsol como operador responsable y confiable en el país».

En Colombia, el sector energético lidera la digitalización con avances en analítica y medición inteligente, mientras la minería avanza de forma más gradual.

La transformación digital en los sectores minero y energético avanza en América Latina, impulsada por tecnologías como inteligencia artificial, automatización y analítica de datos. Sin embargo, Colombia aún presenta rezagos frente a otros países de la región, como Perú, especialmente en la adopción de soluciones digitales en el sector minero.

En la región, más del 22% de las compañías mineras reportan incrementos en productividad tras implementar tecnologías autónomas, junto con mejoras en eficiencia operativa, seguridad y gestión del riesgo. Estos avances reflejan una tendencia hacia modelos cada vez más intensivos en datos y automatización.

En Colombia, el sector energético muestra un mayor nivel de madurez digital, con iniciativas en medidores inteligentes, analítica en tiempo real y plataformas orientadas a la optimización del consumo y la eficiencia operativa.

En contraste, la minería avanza de manera más gradual, con proyectos puntuales de monitoreo remoto, sensorización y automatización de procesos, en un país donde aún persisten brechas relevantes en calidad y disponibilidad de conectividad, especialmente en territorios apartados.

A nivel global, la digitalización del sector energético podría generar ahorros superiores a los USD 500.000 millones anuales, lo que evidencia el potencial de estas tecnologías en industrias intensivas en infraestructura y operación continua.

No obstante, uno de los principales desafíos para el país es contar con una infraestructura tecnológica integral que acompañe este proceso de digitalización.

Este reto se da en un contexto donde el país registró cerca de 36.000 millones de intentos de ciberataques en 2024, de acuerdo con reportes de Fortinet, lo que incrementa la necesidad de conectividad robusta y baja latencia, pero también capacidades de ciberseguridad y operación tecnológica que permitan proteger la información, mitigar riesgos y garantizar la continuidad operativa de sistemas críticos, especialmente en operaciones remotas.

“Los sectores minero y energético están evolucionando hacia modelos altamente digitalizados y basados en datos, lo que exige infraestructura confiable y segura para soportar operaciones de misión crítica”, señala Jairo Guzmán, director de Mercadeo de InterNexa.

Pese a las brechas existentes, Colombia tiene la oportunidad de acelerar su transformación digital incorporando estas tecnologías desde etapas tempranas en nuevos proyectos, fortaleciendo su competitividad y avanzando hacia operaciones más eficientes, seguras y sostenibles.

En este escenario, la infraestructura digital deja de ser un soporte técnico y se convierte en un factor estratégico para la continuidad, competitividad y el desempeño del sector, al habilitar operaciones conectadas, resilientes y protegidas frente a los nuevos riesgos asociados a la digitalización.